Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Проектирование системы электроснабжения завода

Проектирование системы электроснабжения завода

Проектирование внутреннего электроснабжения завода и низковольтного электроснабжения цеха. Расчет центра электрических нагрузок. Выбор номинального напряжения, сечения линий, коммутационно-защитной аппаратуры электрических сетей для механического цеха.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 02.09.2009
Размер файла 998,0 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

22

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Амурский государственный университет"

(ГОУВПО "АмГУ)

Кафедра энергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: Проектирование системы электроснабжения завода

по дисциплине: Электроснабжение промышленных предприятий

Исполнитель

Студент группы 404 С

О.В. Вержбицкий

Руководитель

Профессор Н.В. Савина

Нормоконтроль Т.Ю. Ильченко

Благовещенск 2007

Реферат

Работа 65 с, 7 рисунков, 26 таблиц.

Внутреннее электроснабжение, низковольтное электроснабжение, магистральный шинопровод, распределительный шинопровод, силовой пункт, трансформаторная подстанция, предохранитель, автоматический выключатель.

В ходе курсового проектирования спроектировано внутреннее электроснабжение завода и низковольтное электроснабжение цеха. Для этого определенны электрические нагрузки, выбрано число и мощность трансформаторов КТП. Осуществлен выбор номинального напряжения, выбраны сечения линий. Для механического цеха выбрана и проверена коммутационно-защитная аппаратура.

Содержание

  • Реферат
    • Введение
    • 1. Проектирование внутреннего электроснабжения завода
    • 1.1 Классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии
    • 1.2 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу
    • 1.3 Выбор однолинейной схемы пункта приема электроэнергии и места его расположения
    • 1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП
    • 1.5 Выбор двух вариантов схемы внутреннего электроснабжения
    • 1.6 Выбор номинального напряжения
    • 1.7 Выбор сечений линий 10 кВ
    • 1.8 Выбор оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения
    • 1.9 Проверка сечений линий
    • 1.10 Измерение и учет электроэнергии
    • 2. Проектирование низковольтного электроснабжения цеха
    • 2.1 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу
    • 2.2 Расчет центра электрических нагрузок
    • 2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП с учетом компенсации реактивной мощности
    • 2.4 Расчет электрических нагрузок для выбора распределительной сети (II этап)
    • 2.5 Выбор сечений проводников
    • 2.6 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры
    • 2.7 Проверка сечений проводников и коммутационно - защитной аппаратуры
    • 2.7.1 Расчет токов короткого замыкания
    • 2.7.2 Проверка выбранных сечений проводников по потери напряжения
    • 2.7.3 Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость
    • 2.7.4 Проверка выбранных автоматических выключателей
    • 2.7.5 Проверка выбранных предохранителей
    • 2.8 Построение карты селективности
    • 2.9 Конструктивное исполнение низковольтной сети
    • Заключение
    • Библиографический список

Введение

В ходе проектирования распределительных сетей промышленного предприятия необходимо учесть применение методов компенсации реактивной мощности и обеспечение надежного электроснабжения потребителей промышленного предприятия.

Под системой электроснабжения промышленного предприятия понимается совокупность электрических сетей всех напряжений, расположенных на территории предприятия и предназначенных для электроснабжения его потребителей.

Проектирование системы внутреннего электроснабжения основывается на общих принципах построения схем внутризаводского распределения электроэнергии. Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.

1. Проектирование внутреннего электроснабжения завода

1.1 Классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии

Потребитель электрической энергии - электроприемники (ЭП) или группы ЭП объединенные единым технологическим процессом и размещенные на определенной территории.

Классификация электроприемников:

1 ЭП трехфазного тока напряжение до 1 кВ с частотой 50 Гц;

2 ЭП трехфазного тока напряжением выше 1 кВ с частотой 50 Гц;

3 ЭП трехфазного тока с частотой отличной от промышленной;

4 ЭП однофазного тока напряжением до 1 кВ с частотой 50 Гц;

5 ЭП постоянного тока напряжением до 1 кВ;

6 ЭП постоянного тока напряжением выше 1 кВ.

Систематизация потребителей электроэнергии осуществляется по техническим признакам: производственное назначение, производственные связи, режим работы, мощность, напряжение, род тока, территориальная размещенность, требования к надежности электроснабжения.

По степени надежности потребители электроэнергии разбиваются на три категории:

К первой категории относятся потребители перерыв в электроснабжении, которых, представляет опасность для жизни человека, значительный ущерб народному хозяйству, брак продукции, расстройству сложного технологического процесса, нарушение функций особо важных элементов коммунального хозяйства.

Особая группа выделяется с целью безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения основного дорогостоящего оборудования.

Ко второй категории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых, предполагает массовый недоотпуск продукции, массовый простой рабочих, механизмов и рабочего транспорта.

К третьей категории относятся все остальные потребители электрической энергии.

По режиму работы ЭП могут быть разделены на группы: по сходству режимов, то есть по сходству графиков электрических нагрузок. Деление потребителей на группы позволяет более точно определять электрическую нагрузку.

Различают три характерные группы ЭП:

1 ЭП в режиме продолжительной, неизменной или меняющейся нагрузки;

В этом режиме ЭП могут работать длительное время без превышения температуры отдельных частей электрической машины выше допустимой.

2 Кратковременная нагрузка - не настолько длительная, чтобы температура отдельных частей машины или аппарата могла достигнуть установившегося значения. А период их остановки таков, что они успевают охладиться до температуры окружающей среды.

3 ЭП работающие в режиме повторно кратковременного включения, в этом случае кратковременная работа машины или аппарата чередуется с кратковременными периодами отключения, при этом нагрев не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает температуры окружающей среды.

По условию окружающей среды производственные помещения классифицируются:

1 по температуре воздуха;

1.1 нормальные t<30 0С;

1.2 жаркие, длительно держится температура выше 30 0С;

2 по влажности среды;

2.1 сухие, относительная влажность меньше 60%;

2.2 влажные относительная влажность больше 60%, но меньше 75%;

2.3 сырые, относительная влажность больше 75%, но меньше 100%;

2.4 особо сырые, относительна явлажность равна 100%; ъ

3 по пыли;

3.1 нормальная среда;

3.2 пыльная среда,

4 по врыво и пожароопасности.

4.1 по пожару и взрыву помещения делятся на категории А и Б - врыво и пожароопасные помещения.

1.2 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу

Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. При этом отдельно рассматривают сети напряжением до 1 кВ и выше.

Номинальную мощность (активную Pном и реактивную Qном) группы цехов определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных цехов.

Групповая номинальная (установленная) активная мощность:

, (1) гдеn - число цехов.

Групповая номинальная реактивная мощность:

(2)

Средние активные и реактивные мощности цехов:

,

(3)

Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов:

, (4)

(5) где m - число цехов.

Определяется расчетная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента расчетной нагрузки, для высоковольтной схемы электроснабжения Кр=1.

Расчетные активная и реактивные мощности группы цехов выше 1 кВ:

, (6)

. (7)

Произведем расчет нагрузки по приведенному выше алгоритму. Исходные данные приведены в таблице1.

Таблица 1 - Исходные данные

Номер на плане

Наименование цехов

Установленная мощность Рном, кВт

Коэффициент использования ки

tgц

1

2

3

4

5

1

Котельный цех

800

0,6

0,88

2

Компрессорная станция (СД?50% U^ 1 кВ)

5760

0,7

0,62

3

Главный корпус

4400

0,85

0,33

4

Кузнечно-термический цех

3400

0,75

0,48

5

Литейный цех

6400

0,75

0,48

6

Плавающий док

480

0,45

1,33

7

Сухой док

600

0,45

1,33

8

Электроремонтный цех

800

0,75

0,48

9

Административные и бытовые помещения

100

0,85

0,33

10

Склад

40

0,85

0,33

11

Бытовая нагрузка

7600

0,85

0,33

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

12

Осветительная нагрузка

5000

0,85

0,33

Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов находим по формулам (4) и (5):

Суммарные расчетные активная и реактивная мощности цехов равны:

РрУ=27,52 МВт, QрУ=12,19 МВ·Ар.

1.3 Выбор однолинейной схемы пункта приема электроэнергии и места его расположения

Схему ГПП выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия, а также производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схема ГПП включает в себя один или несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего, среднего и низшего напряжений. Наиболее простыми и экономичными являются схемы подстанций без сборных шин на высшем напряжении. Такие схемы основаны на блочном принципе и рекомендуются к применению на все напряжения. Схемы с одной системой шин на первичном напряжении 110-220 кВ ГПП применяют при невозможности использовать блочные схемы без выключателей и без сборных шин.

Схемы с двумя системами сборных шин на высшем напряжении применяют в редких случаях на очень мощных ответственных подстанциях, имеющих большое число присоединений, включая транзитные линии. Распределительные устройства с двумя системами шин дороги, сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок.

Когда требуется гибкость оперативных переключений, а также частая ревизия выключателей по условиям их работы, применяют схемы с обходной системой шин. Схемы такого типа не являются характерными для промышленных предприятий, и их применяют на крупных узловых подстанциях районного назначения с большим числом присоединений.

Для разработки экономически целесообразной системы электроснабжения необходимо ГПП установить в центре электрической нагрузки.

Таблица 2 - Исходные данные для расчета ЦЭН

Номер на плане

Рр, кВт

Qр, кВ·Ар

Координата х

Координата у

1

480

422

30

13

2

4032

2500

30

14

3

3740

1234

62

52

4

2550

1224

141

12

5

4800

2304

126

53

6

216

287

47

82

7

270

359

47

82

8

600

288

135

85

9

85

28

95

107

10

34

11,22

30

105

Координаты ЦЭН определяются по следующим формулам:

, (8)

. (9)

По формулам найдем координаты ЦЭН, ЦЭН изображен на рисунке.

Рисунок 1 - Определение ЦЭН

Электроснабжение завода осуществляется с шин районной подстанции, линия связи ГПП с подстанцией равны десяти км.

1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно решается вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

Число трансформаторов на КТП явно меньше или равно трем, следовательно, мощность трансформаторов определяется по формуле:

(10)

где Рр - активная расчетная нагрузка, полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап) МВт;

N - число трансформаторов,

Кз - коэффициент загрузки трансформаторов, 0,75.

Определяется наибольшая реактивная мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

. (11)

Определяется суммарная мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

, (12)

где Qр - реактивная нагрузка полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап).

Если Qнку1<0, то первому этапу установка компенсирующих устройств не требуется, тогда Qнку1=0.

Выбор суммарной мощности НКУ по второму этапу (т. е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях)

, (13)

где г - расчетный коэффициент определяется в зависимости от схемы питания КТП и дополнительных показателей К1 и К2. Коэффициент отвечает за оптимальное значение потерь в распределительной сети. К1 - коэффициент зависящий от удельных приведенных затрат на КУ напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ. К2 - коэффициент определенный схемой сети.

Если Qнку1<0, то Qнку1=0.

Определение суммарной мощности НКУ и выбор фактических мощностей компенсирующих устройств.

. (14)

Произведем выбор числа и мощности трансформаторов КТП на примере котельного цеха.

кВ·А.

Итак, число трансформаторов мощностью 400 кВ·А на КТП равно двум.

Определяем наибольшую реактивную мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

кВ·Ар.

Определяем суммарную мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

кВ·Ар.

Выбираем суммарную мощность НКУ по второму этапу (т. е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях):

кВ·Ар,

Суммарная мощность НКУ равна:

QнкуУ=62+88=150 кВ·Ар.

Для компенсации реактивной мощности комплектные конденсаторные установки типа УК-0,38-50 У3.

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 3 - Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

Номер на плане

Рр, кВт

Qр, кВ·Ар

Sт, кВ·А

Nт

К2/К1

г

QнкуУ, кВ·Ар

Qнкуфакт, кВ·Ар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2

2016

1250

1600

2

10/9

0,28

354

1Ч324

3

3740

1234

2500

2

16/9

0,23

960

2Ч450

4

2550

1224

2500

2

16/9

0,23

74

1Ч75

5

960

460

1000

2

7/9

0,35

0

0

6

216

287

250

2

4/9

0,37

102

2Ч50

7

270

359

250

2

4/9

0,37

244

1Ч216

8

600

288

630

2

7/9

0,35

0

0

9 (9 и 10)

119

39

250

1

4/9

0,37

0

0

1.5 Выбор двух вариантов схемы внутреннего электроснабжения

На предприятиях применяются радиальные магистральные и смешанные схемы электроснабжения. Радиальной называется такая схема, в которой к одной линии подключена одна подстанция или один высоковольтный ЭП. Радиальные схемы применяются на предприятиях малой мощности, предприятиях, где нагрузка территориально разбросана и неупорядочена по своему расположению, на предприятиях на которых предъявляются высокие требования к надежности электроснабжения. В радиальных схемах на предприятиях используется глухое присоединение трансформаторов к кабельным линиям. Преимущество радиальных схем - высокая надежность, недостаток - большое количество коммутаций.

Магистральная схема - когда к одной линии подключено несколько понизительных подстанций. Магистральные схемы применяются в тех случаях, когда радиальные схемы являются не целесообразными или на предприятиях средней и крупной мощностей, или при упорядочном расположении электрических нагрузок.

В нашем случае целесообразно применить смешанную схему электроснабжения. В одну магистраль будем подключать не больше трех подстанций. Мартеновский цех и насосную станцию подключаем радиально. Высоковольтная нагрузка запитывается через распределительный пункт.

Два варианта схемы внутреннего электроснабжения завода представлены на рисунках.

Рисунок 2 - Первый вариант схемы электроснабжения

Рисунок 3 - Второй вариант схемы электроснабжения

1.6 Выбор номинального напряжения

Для выбора рационального напряжения используем метод планирования эксперимента. Факторами, наиболее влияющими на рациональное напряжение, являются следующие: суммарная нагрузка предприятия (SУ); средняя длина линии распределительной сети (lср); стоимость 1 кВт·года потерь электроэнергии (Дс0); отношение нагрузки потребителей (6 кВ) ко всей нагрузке предприятия (в),%; отношение числа часов работы предприятия в году Тг к числу часов использования максимума нагрузки Тм.

Все влияющие факторы в математических моделях используют в кодированном виде, переход к которому осуществляют по форме:

, (15)

где xi - кодированное значение фактора;

Xi - действительное значение фактора;

Xi, б - базовый уровень фактора;

ДXi - шаг варьирования фактора.

Кроме факторов, указанных выше, на выбор рационального напряжения решающее влияние оказывает схема распределения электроэнергии по территории промышленного объекта.

Для магистральной схемы:

(16)

Для определения рационального стандартного напряжения необходимо определить приведенные затраты для ближайшего большего и ближайшего меньшего к расчетному значению нестандартного.

Определение приведенных затрат для стандартных напряжений осуществляется также с помощью математических моделей, полученных с применение теории планирования эксперимента с учетом факторов, перечисленных выше.

Для магистральной схемы:

, (17)

. (18)

Расчет для первого варианта схемы электроснабжения завода.

Таблица 4 - Исходные данные

Суммарная мощность SУ, кВ·А

Средняя длина линии lср, м

Тг, ч

Тм, ч

Дс0, руб/ (кВт·год)

18903

0,482

4500

3770

54

Таблица 5 - Расчет факторов

Факторы

Базовый уровень Xi, б

Шаг варьирования ДXi

x1

x1 - SУ, кВ·А

30000

20000

0,445

x2 - lср, км

0,6

0,4

-0,295

x3 - г, руб/ (кВт·год)

70

30

-0,533

x4 -в,%

6

4

-1,5

x5 -a

1,3

0,1

-1,06

Uрац=10,028 кВ,

ЗУ6=98,998 тыс. руб/год,

ЗУ10=98,735 тыс. руб/год.

Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.

Расчет для второго варианта схемы электроснабжения завода.

Таблица 6 - Исходные данные

Суммарная мощность SУ, кВ·А

Средняя длина линии lср, м

Тг, ч

Тм, ч

Дс0, руб/ (кВт·год)

18903

0,452

4500

3770

54

Таблица 7 - Расчет факторов

Факторы

Базовый уровень Xi, б

Шаг варьирования ДXi

x1

x1 - SУ, кВ·А

30000

20000

0,445

x2 - lср, км

0,6

0,4

-0,37

x3 - г, руб/ (кВт·год)

70

30

-0,533

x4 -в,%

6

4

-1,5

x5 -a

1,3

0,1

-1,06

Uрац=9,94 кВ,

ЗУ6=100,89 тыс. руб/год,

ЗУ10=100,6 тыс. руб/год.

Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.

1.7 Выбор сечений линий 10 кВ

Для выбора сечений кабелей определяется расчетный ток, по таблице выбирается стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току.

Расчетный ток определяется по формуле:

. (19)

Далее определяется длительно допустимый ток для КЛ по выражению:

Iдоп = Iдоп. табл. К1 К2, (20)

где К1 - коэффициент, учитывающий число работающих кабелей проложенных в земле, К1=0,9;

К2 - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля, К2=1,11.

Условие допустимости по нагреву для КЛ-10 кВ:

Iдоп Iнаиб. (21)

Выбор сечений кабелей

Проведем расчет на примере магистрали ГПП-ТП2-ТП1.

кА,

Iдоп=263·0,9·1,11=262,737 А.

Итак, для магистрали ГПП-ТП2-ТП1 выбираем кабель марки АПвП (алюминиевая жила изоляция из сшитого полиэтилена, оболочка из полиэтилена) сечением 95 мм2.

Результаты расчета сведены в таблицу.

Таблица 8 - Результаты расчета

Линия

Рр, МВт

Qр, МВ·Ар

Iр, A

Iдоп, A

Марка и сечение кабеля

Первый вариант схемы

ГПП-ТП1-ТП4

3,03

1,646

199

240

АПвП (3Ч70)

ГПП-ТП2

4,032

2,5

274

329

АПвП (3Ч150)

ГПП-ТП3-ТП8

4,34

1,522

266

329

АПвП (3Ч150)

ГПП-ТП5

4,8

2,3

307

329

АПвП (3Ч150)

ГПП-ТП6-ТП7-ТП9

0,605

0,685

53

195

АПвП (3Ч50)

Второй вариант схемы

ГПП-ТП1

0,48

0,422

37

195

АПвП (3Ч50)

ГПП-ТП2

4,032

2,5

274

329

АПвП (3Ч150)

ГПП-ТП4

2,55

1,224

163

195

АПвП (3Ч50)

ГПП-ТП5

4,8

2,3

307

329

АПвП (3Ч150)

ГПП-ТП8-ТП7

4,61

1,881

287

329

АПвП (3Ч150)

ГПП-ТП6-ТП9

301

315

25

195

АПвП (3Ч50)

1.8 Выбор оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения

Для выбора оптимального варианта системы внутреннего электроснабжения сравним капиталовложения на два варианта сети.

К=УК0i·li, (22)

где К0i - стоимость кабеля тыс. руб. /км;

li - длина i-ого участка кабеля.

Таблица 9 - Капиталовложения в сеть

Линия

Длина линии, км

Сечение кабеля

Удельная стоимость, тыс. руб/км

Капиталовложения, тыс. руб.

1

2

3

4

5

Первый вариант схемы

ГПП-ТП1-ТП4

0,568

(3Ч70)

221,65

125,9

ГПП-ТП2

0,231

(3Ч150)

339,315

78,4

Продолжение таблицы 9

1

2

3

4

5

ГПП-ТП3-ТП8

0,494

(3Ч150)

339,315

167,6

ГПП-ТП5

0,284

(3Ч150)

339,315

96,4

ГПП-ТП6-ТП7-ТП9

0,829

(3Ч50)

185,56

153,8

ИТОГО

622,13

Второй вариант схемы

ГПП-ТП1

0,263

(3Ч50)

185,56

48,8

ГПП-ТП2

0,231

(3Ч150)

339,315

78,4

ГПП-ТП4

0,458

(3Ч50)

339,315

155,4

ГПП-ТП5

0,284

(3Ч150)

339,315

96,37

ГПП-ТП3 - ТП8-ТП7

0,736

(3Ч150)

339,315

249,73

ГПП-ТП6-ТП9

0,736

(3Ч50)

185,56

136,6

ИТОГО

765,3

По результатам расчета видно, что дешевле первый вариант схемы электроснабжения, его и выбираем для завода.

1.9 Проверка сечений линий

Проверка сечений КЛ 10 кВ на термическую стойкость осуществляется следующим образом.

Определяется термически стойкое к токам КЗ минимально допустимое сечение, мм2:

, (23)

где Вкз - тепловой импульс, А2. с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, значения которого приведены в табл.3.4 [8] и принимается для алюминиевых жил 95 А•с1/2/мм2.

Тепловой импульс определяется по формуле:

, (24)

где Iк - ток трехфазного короткого замыкания, принимается равным в соответствии с условием 25 кА;

- время отключения тока короткого замыкания, 0,06 с;

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ находится по формуле:

, (25)

где - суммарные активное и индуктивное сопротивления цепи КЗ, Ом.

Таблица 10 - Проверка сечений кабелей

Линия

Сечение кабеля, мм2

Индуктивное сопротивление хУ, Ом/км

Активное сопротивление rУ, Ом/км

Та

Тепловой импульс Вк, А2·с

Минимальное сечение Fmin, мм2

ГПП-ТП1-ТП4

(3Ч70)

0,177

0,443

0,0013

3,8·107

64,9

ГПП-ТП2

(3Ч150)

0,164

0, 206

0,0025

3,9·107

65,7

ГПП-ТП3-ТП8

(3Ч150)

0,164

0, 206

0,0025

3,9·107

65,7

ГПП-ТП5

(3Ч150)

0,164

0, 206

0,0025

3,9·107

65,7

ГПП-ТП6-ТП7-ТП9

(3Ч50)

0,184

0,641

0,0009

3,8·107

65,7

Выбранные сечения кабелей на всех участках СЭС 10 кВ, кроме магистрали ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 выше минимального сечения по условию термической стойкости к току КЗ на шинах 10 кВ равного 25 кА. На магистрали ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 увеличиваем сечение кабеля, принимаем кабель сечением (3Ч70).

1.10 Измерение и учет электроэнергии

На подстанциях устанавливают измерительные приборы, обеспечивающие учет расхода электроэнергии, активной и реактивной мощности, тока в линиях, напряжения.

Амперметры для измерения электрического тока устанавливают на всех трансформаторах и линиях, питающих приемники электроэнергии или их группы. Амперметры устанавливают в одной фазе. Три амперметра предусматривают только в тех цепях, где возможна несимметрия нагрузки фаз приемников (освещение, сварочные посты, конденсаторные батареи). Амперметры включают непосредственно в сеть или через трансформаторы тока.

Напряжение контролируют на каждой секции сборных шин всех РУ, причем вольтметр включают только на одно линейное напряжение, так как обычно в СЭС междуфазовые напряжения симметричны. Вольтметры подключают непосредственно при напряжении до 1000 В или через трансформаторы напряжения - при напряжении свыше 1000 В.

Для измерения активной и реактивной мощности на ГПП применяют трехфазные ваттметры с переключателем фаз напряжения, чтобы обеспечить измерение Р и Q одним ваттметром. Ваттметры активной и реактивной мощностей устанавливают на подстанциях, где требуется повседневный контроль за перетоком мощности более 4000 кВ·А по отдельным линиям, на синхронных двигателях, если необходим контроль за их работой, на подстанционных трансформаторах напряжением 110 кВ и выше. На трансформаторах напряжением до 35 кВ, мощностью 6300 кВ·А и более устанавливают только активный ваттметр. Подключают ваттметры через трансформаторы тока и напряжения.

Класс точности щитовых измерительных приборов должен быть не ниже 2,5.

Расход электроэнергии измеряется для коммерческого расчета с энергосистемой (расчетный учет) и контрольного расчета внутри предприятия (технический учет).

Счетчики коммерческого учета устанавливают обычно со стороны высшего напряжения, то есть на вводах от энергосистемы. Рассчитываются за электроэнергию с энергосистемой по одноставочному тарифу (только за потребленную активную энергию по показаниям счетчика) и по двухставочному тарифу (за потребленную активную энергию и за присоединенную мощность или за заявленную нагрузку в часы максимума нагрузки энергосистемы).

Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности предусмотрена шкала скидок и надбавок к тарифу в зависимости от оптимальной и фактической реактивной нагрузок предприятия в часы максимальной нагрузки.

В соответствии с действующей тарифной системой требуется еще измерение 30-минутного максимума активной и реактивной нагрузок в часы максимума нагрузки энергосистемы. Для этого применяются специальные счетчики или специальные ваттметры максимальной мощности.

Технический учет организуется внутри предприятия - для контроля за удельными нормами расхода электроэнергии на единицу продукции, учета ее расхода на подсобные нужды, учета реактивной энергии и соблюдения планов электропотребления. При техническом учете применяются прогрессивные удельные нормы расхода электроэнергии и премиальная система поощрения за ее экономию.

2. Проектирование низковольтного электроснабжения цеха

2.1 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу

Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. При этом отдельно рассматривают сети напряжением до 1 кВ и выше.

Номинальная (установленная) активная мощность приёмника электроэнергии - это мощность, указанная на заводской табличке или паспорте приёмника электроэнергии, при которой приёмник электроэнергии должен работать.

Для электроприёмников (ЭП) работающих в длительном режиме работы - это паспортная мощность.

Для ЭП в повторно-кратковременном режиме (ПКР) - это мощность, приведённая к номинальной длительной мощности.

Для электродвигателей:

, (26)

где ПВ - паспортная продолжительность включения.

Номинальную мощность (активную Pном и реактивную Qном) группы электроприёмников (ЭП) определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных приёмников, приведённых к продолжительности включения ПВ = 1.

Групповая номинальная (установленная) активная мощность:

, (27) гдеn - число электроприёмников.

Групповая номинальная реактивная мощность:

(28)

Средние активные и реактивные мощности ЭП:

,

(29)

Суммарные значения средней активной и реактивной мощности групп ЭП:

, (30)

(31) где m - число цехов.

Определяется средневзвешенный коэффициент использования группы ЭП:

. (32)

Определяется эффективное число ЭП:

, (33)

Если окажется, что эффективное число ЭП больше фактического числа ЭП, то принимаем .

В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа ЭП определяется коэффициент расчетной нагрузки .

Расчетная активная мощность групп ЭП напряжением до 1 кВ:

, (34)

Расчетная реактивная мощность:

При и . (35)

При< 100 и . (36)

К расчётным силовым нагрузкам Рр. с и Qp. c добавляются осветительные нагрузки Рр. о и Qp. o.

(37)

(38)

Полная расчётная мощность:

(39)

Расчет осветительной нагрузки.

Для расчета освещения применяется метод удельной плотности нагрузок

, (40)

где б - удельная плотность нагрузки (24 Вт/м2), F - площадь помещения (в нашем случае площадь цеха равна 2592 м2).

Находим среднюю мощность

, (41)

затем реактивную мощность

, (42)

где tgц=0,75.

Полная мощность равна

. (43)

Расчетный ток

, (44)

где U - напряжение сети, кВ

Разделим все ЭП на характерные группы с одинаковой активной мощностью Рном, коэффициентом использования Ки и tg. Расчет производим в программе "ZAPUSK", расчеты приведенные в приложении А, результаты сведены в таблицу11.

Таблица 11 - Расчет нагрузок

Исходные данные

Средняя мощность группы

ЭП

Эффек-тивное число ЭП, nэ

Коэффициент расчетной нагрузки, Кр

Расчетная мощность

Расчетный ток Iр, А

по заданию технологов

по справочным данным

Рс, кВт

Qс, кВт

Рр, кВт

Qр, кВт

Sр, кВт

Характерные категории ЭП, подключаемых к узлу питания

Количество ЭП

Номинальная мощность, кВт

Коэффициент использования, Ки

Коэффициент реактивной мощности, cosц/tgц

одного ЭП

Рномmin/ Рномmax

общая

Станки

27

15/8,5

273,4

0,14

0,88/0,54

38,3

50,9

36

1,216

46,5

56

72,8

105,1

Вентустановки

2

48/48

96

0,64

0,75/0,88

61,44

54

2

5,84

96

84,7

128,03

184,8

Кран

2

25/25

38,7

0,35

0,5/1,73

13,6

23,5

2

5,84

38,7

22,8

44,9

64,9

Освещение

0,8

0,8/0,75

28

8,4

28

8,4

29,2

42,13

2.2 Расчет центра электрических нагрузок

При проектировании, с целью определения места расположения цеховой КТП строится картограмма нагрузок. Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане цеха окружности, площадь которых соответствует выбранном масштабе расчетным нагрузкам.

Расчет центра ведется следующим образом.

Определяется условный центр электрических нагрузок i-го узла группы ЭП:

(45)

(46)

Так как мощность электроприемников меняется со временем, то координаты условного центра определяют для каждого часа и определяют математическое ожидание условного центра для суток:

(47)

(48)

Среднеквадратичное отклонение:

(49)

(50)

Угол поворота осей эллипса:

(51)

Полуоси эллипса рассеяния центров:

(52)

, (53)

где k - коэффициент корреляции.

(54)

На основании расчетных значений математического ожидания условного центра нагрузок, координат полуосей и угла поворота осей строится эллипс рассеяния нагрузок. Место расположения источника питания (ТП) выбирается в наиболее удобной его точке. Если по какой - либо причине (технологической, архитектурной, эллипс рассеяния попадает на территорию цеха и др.) нельзя расположить источник питания в зоне рассеяния нагрузок, то его смещают в сторону внешнего источника питания.

По приведенным выше формулам для автоматизации расчета используется программа “ZAPUSK".

Таблица 12 - Исходные данные

Номер на плане

Мощность, кВт

x

y

1

48

11

143

2

48

11

129

3…5

30

100

133

6…8

36

165

139

9…11

45

165

121

12…14

12

166

100

15…17

9

9

30

18.19

6,4

51

50

20…25

54

52

22

26…27

17

104

29

28…30

37,5

134

25

31…34

38

165

20

35…37

34,5

199

58

38

25

10

102

39

25

133

58

ЦЭН

99,123

79,02

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП с учетом компенсации реактивной мощности

Расчет ведется аналогично расчету, приведенному в пункте 1.4

В таблицу сведенные исходные данные.

Таблица 13 - Исходные данные

РрУ, кВт

QрУ, кВт

К1/К2

г

Кз

257,6

268,9

9/4

0,37

0,75

Определяем мощность трансформатора:

кВ·А.

Итак, на КТП устанавливаем один трансформатор мощностью 400 кВ·А.

Определяем наибольшую реактивную мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

кВ·Ар.

Определяем суммарную мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

кВ·Ар.

Выбираем суммарную мощность НКУ по второму этапу (т. е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях):

кВ·Ар.

Суммарная мощность НКУ равна:

кВ·Ар.

Итак, для компенсации выбираем две батареи конденсаторов типа УК2-0,38-50 У3.

2.4 Расчет электрических нагрузок для выбора распределительной сети (II этап)

Сети напряжением до 1 кВ служат для распределения электроэнергии внутри цехов промышленных предприятий и осуществляют непосредственное питание электроприемников (ЭП). Схема внутрицеховой сети определяется технологическим процессом производства, планировкой помещений цеха, взаимным расположением ЭП и вводом питания, ТП, требованиям бесперебойности электроснабжения, технико-экономическими соображениями, условиями окружающей среды.

По своей структуре схемы электрических сетей цеха могут быть радиальными, магистральными и смешанными.

Радиальные схемы применяются при наличии сосредоточенных нагрузок с неравномерным распределением их по площади цеха, во взрыво - и пожароопасных и других цехах и выполняются кабелями или изолированными проводами. Они могут быть применены для нагрузок любой категории надежности.

Магистральные схемы целесообразно применять для питания силовых и осветительных нагрузок, распределенных относительно равномерно по площади цеха, а также для питания групп ЭП, принадлежащих одной технологической линии.

Одной из видов магистральных схем является схема БТМ (блок трансформатор - магистраль). Схемы БТМ широко применяются для питания цеховых сетей механических цехов машиностроительных предприятий с поточным производством. Магистральный шинопровод присоединяется непосредственно к выводам низкого напряжения трансформатора, а количество магистральных шинопроводов соответствует числу трансформаторов КТП. При магистральной схеме ЭП подключаются в любой точке шинопровода. Обеспечения надежности электроснабжения ЭП обеспечивается введением в схему резервной перемычки.

Наибольшее распространение имеют смешанные (комбинированные) схемы, сочетающие в себе элементы радиальных и магистральных схем и пригодные для любой категории электроснабжения. В смешанных схемах от главных питающих магистралей и их ответвлений ЭП питаются через РШ или ШРА в зависимости от расположения оборудования.

Расчет электрических нагрузок для выбора схемы электроснабжения по второму этапу рассчитывается для уточнения электрических нагрузок по элементам сети. Расчет ведется методом расчетного коэффициента в программе "ZAPUSK". Расчет приведен в приложении А, результаты расчета сведены в таблицы 15 и 16.

В качестве главной магистрали выбираем комплектный магистральный шинопровод марки ШМА4У3 с номинальным током 1600 А, длиной 97 м.

Рисунок 4 - Первый вариант схемы электроснабжения.

Рисунок 5 - Второй вариант схемы электроснабжения

Таблица 14 - Первый вариант распределительной сети цеха

Обозначение на плане

Расчётный ток, А

Фактическое число ЭП

Расчетная активная мощность, кВт

Расчетная реактивная мощность, кВ·Ар

Марка

ШРА1

33,7

9

13,5

19

ШРА4 на ток 250 А

ШРА2

39,3

10

15,3

22,5

ШРА4 на ток 250 А

ШРА3

25,8

8

10,3

14,5

ШРА4 на ток 250 А

ШТМ

32

1

19,4

11,8

ШТМ на ток 100 А

ШОС

42

27,9

8,4

ШОС-73 на ток 63 А

СП1

184,8

2

96

84,7

СП62-2/1 на ток 250 А

СП2

86,7

3

30

52

СП62-2/1 на ток 175 А

СП3

21,7

3

9

12

СП62-2/1 на ток 175 А

СП4

23,2

2

9,6

12,9

СП62-2/1 на ток 175 А

Таблица 15 - Второй вариант распределительной сети

Обозначение на плане

Расчётный ток, А

Фактическое число ЭП

Расчетная активная мощность, кВт

Расчетная реактивная мощность, кВ·Ар

Марка

ШРА1

33,7

9

13,5

19

ШРА4 на ток 250 А

ШРА2

54,9

16

18,3

33,4

ШРА4 на ток 250 А

ШТМ

32

1

19,4

11,8

ШТМ на ток 100 А

ШОС

42

27,9

8,4

ШОС-73 на ток 63 А

СП1

184,8

2

96

84,7

СП62-2/1 на ток 250 А

СП2

86,7

3

30

52

СП62-2/1 на ток 175 А

СП3

21,7

3

9

12

СП62-2/1 на ток 175 А

СП4

23,2

2

9,6

12,9

СП62-2/1 на ток 175 А

2.5 Выбор сечений проводников

Длительно протекающий по проводнику ток, при котором устанавливается наибольшая длительно допустимая температура нагрева проводника, называется предельно допустимым током по нагреву.

, (55) где Iном - номинальный ток станка,

К=1,15 - поправочный коэффициент на условие прокладки кабелей.

Номинальный ток станка определяется по формуле:

(56)

где Рном - номинальная мощность ЭП;

з - номинальный КПД, (0,88-0,92).

Таблица 16 - Выбор марки и сечения кабелей, питающих ЭП

Номер на плане

Наименование ЭП

Рном, кВт

cos (ц)

Ip, А

Сечение, мм

Марка

Iдлдоп, А

1. .2

вентиляторы

48

0,75

100,4

4Ч25

АПвВг

117,3

3…5

сварочные агрегаты

10

0,5

31,4

4Ч4

АПвВг

35,65

6…8

токарные автоматы

12

0,88

31,4

4Ч4

АПвВг

35,65

9…11

зубофрезерные станки

15

0,88

39,2

4Ч6

АПвВг

46

12…14

круглошлифовальные станки

4

0,88

10,5

4Ч4

АПвВг

35,65

15…17

заточные станки

3

0,88

7,8

4Ч4

АПвВг

35,65

18…19

сверлильные станки

3,2

0,88

8,4

4Ч4

АПвВг

35,65

20…25

токарные станки

9

0,88

23,5

4Ч4

АПвВг

35,65

26…27

плоскошлифовальные станки

8,5

0,8

22,2

4Ч4

АПвВг

35,65

28…30

строгальные станки

12,5

0,88

32,7

4Ч4

АПвВг

35,65

31…34

фрезерные станки

9,5

0,8

24,8

4Ч4

АПвВг

35,65

35…37

расточные станки

11,5

0,88

30,07

4Ч4

АПвВг

35,65

Таблица 17 - Выбор марки и сечения кабелей, питающих СП

Силовой пункт

Ip, А

Сечение, мм

Марка

Iдлдоп, А

СП1

184,8

4Ч70

АПвВг

223,1

СП2

86,7

4Ч16

АПвВг

87,9

СП3

21,7

4Ч4

АПвВг

35,65

СП4

23,2

4Ч4

АПвВг

35,65

2.6 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры

Согласно ПУЭ от перегрузок необходимо защищать силовые и осветительные сети, выполненные внутри помещений, в том числе и силовые сети, когда по условиям технологического процесса или режима их работы могут возникнуть длительные перегрузки.

Для защиты электрических сетей напряжением до 1 кВ применяют плавкие предохранители и автоматические выключатели.

Выбор аппаратов защиты производится с учетом следующих основных требований:

1. Номинальный ток и напряжение аппарата защиты должны соответствовать расчетному длительному току и напряжению электрической цепи. Номинальные токи расцепителей автоматических выключателей и плавких вставок предохранителей нужно выбирать по возможности меньшими по расчетным токам защищаемых участков сети или по номинальным токам отдельных ЭП в зависимости от места установки аппарата защиты с округлением до ближайшего большего стандартного значения.

2. Время действия аппаратов защиты должно быть по возможности меньшим и должна быть обеспечена селективность действия защиты соответствующим подбором аппаратов защиты и его защитной характеристики.

3. Аппараты защиты не должны отключать установку при перегрузках, возникающих в условиях нормальной эксплуатации, например при рабочих пиках технологических нагрузок, и т.п.

4. Аппараты защиты должны обеспечивать надежное отключение в конце защищаемого участка двух - и трехфазных КЗ при всех видах режима работы нейтралей сетей, а также однофазных КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью.

В курсовом проекте защита шинопроводов и КЛ, питающих СП, выполняется автоматическими выключателями, защита электроприемников осуществляется плавкими вставками предохранителей.

Выбор предохранителей

Плавкие предохранители выбирают по условиям:

, (57)

, (58)

где Iном. вст - номинальный ток плавкой вставки, А;

Iном. эп - номинальный ток отдельного ЭП, А;

Iпуск - пусковой ток ЭП.

, (59)

где Кп - кратность пуска, равная 5.

Выберем предохранители на примере станков 9…11, номинальная мощность равна 15 кВт и коэффициент мощность равен 0,6.

Пусковой ток двигателя зубофрезерного станка определяется по формуле

Iпуск1 =5·39,2 /2,5= 78,4 А

Iном. вст > Iном 1 80 >78,4

Выбираем номинальный ток плавкой вставки - Iном. вст =80 А, предохранитель типа ПН2 100.

Произведем расчет для других групп станков на напряжение 380 В.

В таблице 18 приведены номинальные расчетные и пусковые токи для выбора плавких вставок и выбранные марки предохранителей с номинальными токами плавких вставок принятых в соответствии с расчетными номинальными и пусковыми токами соответственно.

Таблица 18 - Выбор предохранителей

Номер на плане

Наименование ЭП

Рном, кВт

Iном, А

Пусковой ток, А

Ток плавкой вставки, А

Марка предохранителя

1. .2

вентиляторы

48

100,4

200,8

250

ПН2 - 250

3…5

сварочные агрегаты

10

31,4

62,8

63

ПН2 - 100

6…8

токарные автоматы

12

21,4

42,8

63

ПН2 - 100

9…11

зубофрезерные станки

15

27,8

55,6

80

ПН2 - 100

12…14

круглошлифовальные станки

4

7,4

14,8

40

ПН2 - 100

15…17

заточные станки

3

5,56

11,12

40

ПН2 - 100

18…19

сверлильные станки

3,2

5,9

11,8

40

ПН2 - 100

20…25

токарные станки

9

16,7

33,4

50

ПН2 - 100

26…27

плоскошлифовальные станки

8,5

15,7

31,4

50

ПН2 - 100

28…30

строгальные станки

12,5

23,15

46,3

80

ПН2 - 100

31…34

фрезерные станки

9,5

17,6

35,2

50

ПН2 - 100

35…37

расточные станки

11,5

21,3

42,6

63

ПН2 - 100

Выбор автоматических выключателей

В соответствии с требованиями автоматические выключатели выбирают по условиям:

Iном. расц > 1,2·Iр (60)

Iср. эл. > (1,25ч1,35) ·Iп, (61)

где Iном. расц - номинальный ток расцепителя, А;

Iр -расчетный ток нагрузки, А;

Iп - пиковый ток, А;

Iср. эл - ток срабатывания электромагнитного расцепителя.

Iп = Iр + (кп-1) · Iном. max (62)

где кп - кратность пуска;

Iном. max - наибольший из токов группы ЭП, А;

Iр - расчетный ток группы ЭП, А.

Таблица 19 - Выбор автоматов для первого варианта схемы электроснабжения

Обозначение на плане

Расчетный ток, А

Пиковый ток (Iп·1,25), А

Ток катушки максимального расцепителя, А

Тип выключателя

ШМА

528,5

900,625

1000

ВА53-41

ШРА1

33,7

117,125

160

ВА53-39

ШРА2

39,3

111,625

160

ВА53-39

ШРА3

25,8

77,25

160

ВА53-39

СП1

184,8

471

500

ВА54-39

СП2

86,7

158,375

160

ВА53-39

СП3

21,7

42,125

160

ВА53-39

СП4

23,2

45

160

ВА53-39

ШОС

42

52,5

160

ВА53-39

ШТМ

32

165

250

ВА54-39

Таблица 20 - Выбор автоматов для второго варианта схемы электроснабжения

Обозначение на плане

Расчетный ток, А

Пиковый ток (Iп·1,25), А

Ток катушки максимального расцепителя, А

Тип выключателя

ШМА

528,5

900,625

1000

ВА53-41

ШРА1

33,7

117,125

160

ВА53-39

ШРА2

54,9

131,25

160

ВА53-39

СП1

184,8

471

500

ВА54-39

СП2

86,7

158,375

160

ВА53-39

СП3

21,7

42,125

160

ВА53-39

СП4

23,2

45

160

ВА53-39

ШОС

42

52,5

160

ВА53-39

ШТМ

32

165

250

ВА54-39

Для выбора одного из вариантов распределительной сети проводим технико-экономическое сравнение вариантов. Расчет проводим в программе "ZAPUSK". Стоимость первого варианта 1152 тыс. рублей, стоимость второго варианта 1199 тыс. рублей. Итак, для дальнейшего расчета выбираем первый вариант схемы электроснабжения цеха.

2.7 Проверка сечений проводников и коммутационно - защитной аппаратуры

2.7.1 Расчет токов короткого замыкания

При электроснабжении электроустановки от энергосистемы через понижающий трансформатор начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ (IП0) в килоамперах без учета подпитки от электродвигателей следует определять по формуле:

(63)

Если электроснабжение электроустановки напряжением до 1кВ осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор, то начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ от системы, кА, следует рассчитывать по формуле:

(64)

Ударный ток трехфазного КЗ в электроустановках с одним источником энергии рассчитывается по формуле:

(65)

Токи КЗ считаем в точках наиболее приближенных и наиболее удаленных от КТП.

Составим схему замещения:

Рисунок 6 - Схема замещения

Сопротивление системы определяется по следующей формуле:

, (66)

где - напряжение системы, в данном случае равно 10500 В;

- напряжение базисной ступени, в данном случае равно 400 В;

- трехфазный ток короткого замыкания системы (18 кА).

мОм

Для трансформатора ТМ-400/10:

ДРк=5,5 кВт, Uк=4,5%, Uнн=0,4 кВ.

Полное сопротивление силового трансформатора:

(67)

Активное сопротивление силового трансформатора:

мОм

Индуктивное сопротивление силового трансформатора

мОм (68)

Сопротивления шинопроводов и кабелей определяются по формуле:

(69)

где и - удельные сопротивления шинопровода или кабеля, мОм/м,

- длина шинопровода или кабеля, м.

Значения удельных сопротивлений шинопроводов и кабелей: rшма=0,021 мОм/м, хшма=0,021 мОм/м, rшра1,2=0,21 мОм/м, хшра1,2=0,21 мОм/м,; 4 мм2 - r=7,81 мОм/м, х=0,095 мОм/м;

Значения сопротивлений автоматических выключателей берем из таблицы 2,54 /6/, Ха1=0,07 мОм, Ха2=0,1 мОм, Rа1=0,07 мОм, Rа2=0,1 мОм.

По справочным данным определяем суммарные сопротивления переходных контактов на шинах, вводах и выводах аппаратов в месте КЗ, rпер=15 мОм, rпер=20 мОм и rпер=25 мОм.

Сопротивление трансформатора Х1тр=Х2тр=Х0тр. Для автоматических выключателей, сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей также, равны между собой.

Таблица 21 - Токи короткого замыкания

Точка

Трехфазный ток КЗ, кА

Однолфазный ток КЗ, кА

Ударный ток КЗ, кА

К1

15,3

15,2

21,6

К2

11,3

11,2

15,9

К3

3,04

3,04

4,3

К4

11,13

11,13

15,7

К5

2,7

2,7

3,9

К6

10,8

10,8

15,3

К7

5,4

5,4

7,76

К8

10,65

10,65

15

К9

4,7

4,7

6,7

2.7.2 Проверка выбранных сечений проводников по потери напряжения

Для оценки правильности выбора сечений проводников необходимо провести проверку выбранных кабельных линий и шинопроводов.

Выбранные по длительному току и согласованные с током защиты аппаратов сечения внутрицеховых электрических сетей должны быть проверены на потерю напряжения. Нормированных значений для потери напряжения не установлено. Однако, зная напряжение на шинах источника питания и подсчитав потери напряжения в сети, определяют напряжение у потребителя.

Проверка КЛ и шинопроводов осуществляется по потери напряжения:

, (70)

где cos (ц) и sin (ц) - принимается средневзвешенное значение коэффициента мощности,

l - длина линии, м;

Ip- расчетный ток в линии, А.

Допустимая потеря напряжения ДUдоп. = +5%;

Условие проверки на потерю напряжения:

ДU < ДUдоп. (71)

Произведем расчет потерь напряжения и сведем в таблицы 22, 23.

Таблица 22 - Проверка кабеля

Номер на плане

Номинальный ток, А

Длина линии, м

Сечение кабеля, мм2

Потеря напряжения,%

1

2

3

4

5

1. .2

100,4

1,6

4Ч25

0,056

3…5

31,4

3

4Ч4

0, 194

6…8

31,4

6,8

4Ч4

0,44

9…11

39,2

1,2

4Ч6

0,065

12…14

10,5

1

4Ч4

0,027

15…17

7,8

6

4Ч4

0,12

18…19

8,4

4

4Ч4

0,069

20…25

23,5

1

4Ч4

0,048

26…27

22,2

3

4Ч4

0,137

28…30

32,7

5,6

4Ч4

0,378

31…34

24,8

1,6

4Ч4

0,082

35…37

30,07

7,6

4Ч4

0,471

Таблица 23 - Проверка шинопроводов

Шинопровод

Длина, м

Расчетный ток, А

Потеря напряжения,%

ШМА 1600

97

528,5

0,653

ШРА4 250

16,6

33,7

0,071

ШРА4 250

16

39,3

0,08

ШРА4 250

19

25,8

0,062

СП1

3,6

184,8

0,474

СП2

0,6

86,7

0,133

СП3

4,8

21,7

0,267

СП4

2

23,2

0,119

Так как ДU во всех элементах сети меньше ДUдоп = +5%, то для всех КЛ и шинопроводов условие по потере напряжения соблюдается.

2.7.3 Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость

Шинопроводы проверяются на электродинамическую стойкость по условию:

iуд< iдин, (72)

где iуд. доп - допустимая электродинамическая стойкость, кА.

Таблица 24 - Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость

Шинопровод

iуд, кА

i дин, кА

Условие

проверки

ШРА4на 250 А

14,6

15

iуд< iдин

ШМА на1600 А

21,6

70

iуд< iдин,

Так как ударный ток шинопроводов меньше амплитудного значения электродинамической стойкости, то условие на электродинамическую стойкость соблюдается.

2.7.4 Проверка выбранных автоматических выключателей

Выбранные аппараты защиты необходимо проверять по чувствительности к токам КЗ. Проверка по чувствительности к токам КЗ осуществляется по условию:

I (1) кзmin > 3 ? Iср. эл, (73)

где I (1) кзmin - минимальный ток однофазного КЗ, А;

Iср. эл - ток срабатывания электромагнитного расцепителя, определяется по паспортным данным в зависимости от пределов регулирования времени срабатывания.

Выполним проверку по чувствительности в наиболее удаленных местах схемы.

Таблица 25 - Проверка автоматических выключателей по чувствительности к токам КЗ

Элемент сети

Тип выключателя

I (1) кз min, А

Iср. эл, А

I (1) кзmin > 3 ? Iср. эл,

ШРА4 250

ВА53-39

11200

160

11200>480

ШМА1600

ВА53-41

15200

1000

15200>3000

СП1

ВА54-39

10650

500

10650>1500

СП2

ВА53-39

10650

160

10650>480

СП3

ВА53-39

10650

160

10650>480

СП4

ВА53-39

10650

160

10650>480

2.7.5 Проверка выбранных предохранителей

Проверка по согласованию выбранной вставки с сечением выбранного кабеля осуществляется по условию:

Iв < 3 ? Iдл. доп, (74)

где Iв - номинальный ток плавкой вставкой, А;

Iдл. доп - длительно допустимый ток, А.

Проверка по согласованию теплового расцепителя с сечением выбранных элементов сети для вариантов представлены в таблице 26.

Таблица 26 - Проверка плавких вставок предохранителей

№ ЭП по списку

Ток номинальный, А

Ток плавкой вставки, А

Марка предохранителя

Длительно допустимый ток, А

Iв <3? Iдл. доп

1. .2

100,4

250

ПН2 - 250

102

250 < 306

3…5

31,4

63

ПН2 - 100

31

63 <93

6…8

31,4

63

ПН2 - 100

31

63 < 93

9…11

39,2

80

ПН2 - 100

40

80 <120

12…14

10,5

40

ПН2 - 100

31

40 < 93

15…17

7,8

40

ПН2 - 100

31

40 < 93

18…19

8,4

40

ПН2 - 100

31

40 < 93

20…25

23,5

50

ПН2 - 100

31

50 < 93

26…27

22,2

50

ПН2 - 100

31

50 < 93

28…30

32,7

80

ПН2 - 100

31

80 < 93

31…34

24,8

50

ПН2 - 100

31

50 < 93

35…37

30,07

63

ПН2 - 100

31

63 < 93

2.8 Построение карты селективности

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены